Главная страница / Нефтесервис №01/2016 / Повышение нефтеотдачи

Щадящее глушение скважин как основа сохранения коллекторских свойств пласта

ДЕМАХИН С.А., МЕРКУЛОВ А.П., КАСЬЯНОВ Д.Н. (ООО «Зиракс»), МОКРУШИН А.В. (АО «Полиэкс»)


При эксплуатации нефтегазовых скважин операция их глушения является одним из наиболее распространенных мероприятий. Как правило, каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. [1]. При этом каждое глушение скважины оказывает серьезное негативное влияние на состояние призабойной зоны пласта (ПЗП), увеличивает ее водонасыщенность, ухудшает фильтрационные свойства и снижает коллекторские свойства пласта.

Такое снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта обусловливается поглощением жидкости глушения продуктивным пластом как вследствие сниженного пластового давления и превышения допустимых величин репрессии на пласт, так и в результате капиллярной пропитки в гидрофильные породы. Попадание жидкости глушения в продуктивный пласт может приводить к следующим явлениям, которые неизбежно ведут к снижению фильтрационно-емкостных свойств ПЗП:

•набуханию глинистого материала породы;

•кольматации пористой среды коллектора частицами твердой фазы жидкости глушения и продуктами коррозии;

•образованию стойких водонефтяных эмульсий в ПЗП; 

•увеличению водонасыщенности ПЗП, обусловленной капиллярными и поверхностными явлениями, что приводит к возникновению эффекта «водной блокады»; 

•выпадению нерастворимых солей при смешении жидкости глушения с пластовыми флюидами, имеющими различный ионно-катионный состав.

Эти процессы серьезно сказываются на режиме эксплуатации скважин – снижается их дебит (в 1,5–2 раза), увеличивается длительность процесса их освоения (1–5 сут.) и вывода на режим (10–30 сут.), растет обводненность добываемой продукции (на 30–70%) [2, 3]. Необходимость снизить негативные эффекты при глушении скважин обусловила разработку методов «щадящего глушения», направленных на снижение влияния негативных факторов при глушении скважин и сохранение коллекторских свойств пласта. Группа компаний Zirax является лидером российского рынка по разработке и производству систем для глушения скважин и совместно с партнерами уделяет особое внимание разработке методов «щадящего глушения скважин» (рис. 1).

Производство жидкостей глушения на основе высокочистых солевых систем исторически было одним из первых продуктов в нефтедобывающей сфере для Zirax. На текущий момент в этой области предлагается широкая линейка жидкостей глушения (табл. 1), включающая высокочистые солевые системы различной плотности.

Отличительной особенностью солевых систем от Zirax является использование в качестве базовых только чистых солей, не содержащих твердой фазы, что снижает риск кольматации ПЗП. Для предотвращения образования осадков солей из-за неодинакового ионно-катионного состава пластовых вод и жидкостей глушения предлагаются бескальциевые системы, применение которых особенно актуально при риске образования сульфатных и карбонатных солей.

Ввод гидрофобизаторов в жидкости глушения прежде всего нацелен на изменение смачиваемости поверхности пористой среды в ПЗП, что снижает глубину пропитки коллектора водносолевым раствором, облегчает удаление его из пласта при освоении скважины и запуске ее в эксплуатацию, усложняет повторную гидратацию при последующих циклах глушения.

Помимо этого снижение межфазного натяжения на границе жидкость глушения — нефть, предотвращает образование стойких эмульсий и разрушает уже образовавшиеся, существенно снижает набухание глинистой составляющей коллектора.

Гидрофобизатор ГФ-1, разработанный в АО «Полиэкс», снижает межфазное натяжение почти в 60 раз (до 0,05– 0,06 мН/м) и при добавлении в жидкости глушения снижает динамику капиллярной пропитки породы (рис. 2) [4]. Скорость впитывания в этом случае значительно ниже по сравнению с образцами породы, обработанными чистой водой и раствором хлористого кальция.

Гидрофобизатор может применяться как отдельно в виде добавки в любой состав для глушения скважин, так и виде готовой композиции по технологии PelletOilWotasoft [5]. В этом случае гидрофобизатор наносится уже при производстве жидкости глушения методом напыления в кипящем слое прямо на поверхность гранул минеральной соли. Благодаря этому заказчик получает сухую солевую систему, уже содержащую добавку Wotasoft в необходимых оптимальных количествах, и процесс применения жидкости глушения не отличается от обычного. После растворения солевой системы реагент Wotasoft растворяется в воде и, в процессе глушения проникая в пласт, оказывает свое благотворное влияние.

Положительное влияние реагента Wotasoft подтверждается сравнительными фильтрационными экспериментами с раствором хлористого кальция с добавкой реагента Wotasoft (PelletOil WotaSoft) (рис. 3) и результатами глушения скважин в России и СНГ (рис. 4).

Применение жидкостей глушения, произведенных по технологии Wotasoft, показывает снижение сроков выхода на режим до двух раз по сравнению с традиционно применяемыми жидкостями глушения (рис. 4).

С 2014 года компания Zirax совместно с компанией MISwaco (Schlumberger) активно внедряет технологию глушения скважин на основе специальных блокирующих составов (блок-пачек), позволяющих контролировать поглощение жидкости в продуктивный пласт [6]. Данная технология особо актуальна при глушении скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД), поскольку при наличии интенсивного поглощения глушение скважин обычными жидкостями глушения сильно затрудняется в связи со значительным увеличением необходимого объема солевого раствора и риском нефтегазопроявлений. Похожие сложности возникают и при глушении многопластовых скважин с различным пластовым давлением. Помимо этого поглощение жидкости в коллектор приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта, осложняет освоение скважин после ремонта. Для восстановления притока углеводородов из пласта в этом случае требуются дополнительные работы по воздействию на ПЗП, связанные с большими затратами средств и времени.

Временно блокирующий состав представляет собой специально подобранную систему на основе водно-солевого раствора с добавкой полимеров и фракционированного кольматанта (карбоната кальция). Такое сочетание компонентов позволяет создать плотную кольматирующую фильтрационную корку на поверхности пористой среды (рис. 5), непроницаемую для фильтрации водных растворов.

В процессе глушения скважины такая фильтрационная корка создается в зоне перфорации (рис. 6), тем самым предотвращая глубокое проникновение жидкости глушения в пласт. При запуске скважины в эксплуатацию блокирующий состав легко удаляется из скважины при минимальной депрессии на пласт (вызове притока) и выносится пластовым флюидом на поверхность. Для удаления фильтрационной корки не требуется каких-либо разрыхлителей или разрушителей, но при необходимости все составляющие блокирующего состава растворимы в кислотах.

Фильтрационная корка блокирующего состава сохраняет свои свойства не менее 20 дней при температурах до 150°С, что позволяет производить широкий спектр работ в скважинах с различными геологическими и температурными условиями.

Также нужно отметить, что составы полностью совместимы со всеми видами пластовых флюидов и типами пород.

Глушение временно-блокирующими составами позволяет:

•снизить или полностью предотвратить проникновение жидкости из ствола скважины в продуктивный пласт во время проведения ремонтных работ в скважине; 

•максимально сохранить коллекторские свойства пласта; 

•обеспечить возможность безопасного проведения работ в скважинах, глушение которых ранее было затруднено; 

•снизить риски по контролю скважин; 

•существенно сократить время освоения и вывода скважины на режим; 

•сократить затраты на проведение капитального ремонта скважин.

Другой перспективной технологией для снижения поглощения жидкости глушения в пласт, разработанной в АО «Полиэкс», является применение блокирующих составов на основе инвертных эмульсий. Сущность такой технологии состоит в блокировании интервала перфорации вязкой инвертной эмульсией с последующим заполнением скважины водным раствором неорганических солей необходимой плотности. Для получения таких эмульсий с плотностью от 0,9 до 1,3 г/см3 разработаны эмульгаторы ЭКС-ЭМ (температура применения до 60°С) и «Эмитрит» (температура применения до 100°С).

Технология глушения скважин инвертными эмульсиями позволяет избежать недостатков использования водных растворов. Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность ПЗП, предотвращает набухание глин и выпадение нерастворимых солей. Опыт применения показывает, что использование инвертных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ и «Эмитрит» в качестве жидкости глушения не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства пласта. Продуктивность скважин после освоения не только не ухудшается, а, наоборот, возрастает, ускоряется выход на режим и снижается обводненность добываемой продукции (рис. 7).

Применение технологий щадящего глушения скважин позволяет продлить срок эксплуатации скважин, снизить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период; повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин. Щадящее глушение является залогом сохранения коллекторских свойств пласта, что зачастую позволяет обойтись без дорогостоящих операций по интенсификации притока, разглинизации и очистке от солей.

Список литературы 1. Шадымухамедов С.А. Смыков Ю.В., Вахитов Т.В., Сафуанова Р.М. Анализ современных технико-технологических решений при глушении и промывке скважин // Электронный журнал «Исследовано в России». — 2008. — С. 724–736. URL: http://zhurnal.

ape.relarn.ru/articles/2008/068.pdf 2. Апанович В.С. Проблемы эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях Крайнего Севера и пути их решения / B.C. Апанович, A.M. Шарипов, М.В. Титов // Территория нефтегаз, 2008. — № 3. — С. 44–46.

3. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев. — М.: Недра, 2006. — 295 с.

4. Заглуши ее нежно. Применение модифицированных жидкостей глушения при ремонте скважин позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта / Миков А.И., Казакова Л. В. // Нефтесервис, 2009. — № 3. — С. 52–54.

5. Демахин С.А. Технология Wotasoft для щадящего глушения скважин / Сб. докл. 7-й Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития». — Геленджик, Краснодарский край, 2012. — С. 35–39.

6. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н., Малайко С.В., Анфиногентов Д.А., Чумаков Е.М. Глушение скважин блок-пачками — эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта / Нефть и газ Евразии, 2014. — №8–9. — С. 56–57.

94-1.jpg
94-2.jpg
94-3.jpg
94-4.jpg

94-5.jpg

94-6.jpg


Нефтесервис №01/2016

Х Закрыть
Нефтесервис

Выберите год и месяц

Х Закрыть
Нефтесервис

Выберите год и месяц

Нефтесервис


События

30.06. Ingenix Group провела круглый стол по оценке эффективности инвестиций в российские нефтегазовые проекты

30.06. "Ижнефтемаш" вышел на рынок Бразилии

29.06. Производитель насосов WiloRus открыл завод в России


Вакансии



Реклама